Power-to-X: Technologien, Business Cases und regulatorische Hindernisse. aus ökonomischer Sicht eines Entwicklers / IPPs

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1 Power-to-X: Technologien, Business Cases und regulatorische Hindernisse aus ökonomischer Sicht eines Entwicklers / IPPs Strommarkttreffen, Berlin, 6. April 2018

2 Agenda Vorstellung ENERTRAG AG Künftiges integriertes Energiesystem Power-to-X: Status Quo 2

3 ENERTRAG auf einen Blick errichtete Anlagen MW Errichtete Erzeugungsleistung 3,0 TWh Jahresstromproduktion (4,8 GW) überwachte Anlagen 500 Mitarbeiter 3

4 Entlang der gesamten Wertschöpfung Unsere 500 Mitarbeiter planen, errichten und betreiben europaweit Windenergieanlagen, entwickeln neue Technologien, innovative Anwendungen und bieten ein umfangreiches Servicenetzwerk sowie nachhaltige Finanzprodukte. > Weitblick > Zuverlässigkeit > Nachhaltigkeit > Miteinander 4

5 Wasserstoff-Hybridkraftwerk Grundsteinlegung Inbetriebnahme Enercon E-82 Biogasanlage Elektrolyseur Wasserstoffspeicher H2-Gasnetz-Einspeisung 5

6 Verbundkraftwerk Uckermark Leitwarte H2 H2 PtH Batterie 400 MW Wind 21 MW Biogas 22 MW Batterie 1 MW Elektrolyse Einspeisenetz 660 km Erdkabel 220 kv 40 x 40 km 220 kv 6

7 Sektorkopplung: ENERTRAG Verbundkraftwerk Verbundkraftwerke verbinden Erzeugung und Wandlung in speicherbare Energieträger vor dem Netzverknüpfungspunkt miteinander Elektrolyse 1 4 Autoladestation 2 H 2 -Gasnetzeinspeisung 5 P-to-Heat (Planung) 3 H 2 -Flaschenabfüllung Sources: ENERTRAG; Toyota

8 Agenda Vorstellung ENERTRAG AG Künftiges integriertes Energiesystem Power-to-X: Status Quo 8

9 Tatsächliche Erzeugung in D am GW Last Solar PV Wind Residual-Last 40 GW 45 GW Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Energiemix in dieser Woche Wind/Solar: 23% der Gesamt-Last Residual-Last: 77% der Gesamt-Last Überschuss-Strom: 0% der gesamten Wind- und Solarenergie Source: ENTSO-E: ENERTRAG analysis 9

10 Skalierte Erzeugung in D am ?? GW Last Solar PV 200 GW Wind 200 GW Residual-Last 0 Bereich H 2 -Erzeugung -50 Bereich Wärmeerzeugung -100 Bereich Abregelung -150 Montag Dienstag Mittwoch Donnerstag Freitag Samstag Sonntag Source: ENTSO-E: ENERTRAG analysis Energiemix in dieser Woche Wind/Solar: 77% der Gesamt-Last Residual-Last: 23% der Gesamt-Last Überschuss-Strom: 28% der gesamten Wind- und Solarenergie davon H2-Erzeugung 21% der gesamten Wind- und Solarenergie davon Wärme-Erzeug. 6% der gesamten Wind- und Solarenergie davon Abregelung 1% der gesamten Wind- und Solarenergie 10

11 Zukunft: Primärenergie Strom Sonne T Transport Wind Strom H 2 PtL-Kraftstoffe Wasser Strom S Strom H 2 H 2 Erdgas Wärme Strom CO 2 Wärme W Wärme H 2 H 2 Nicht energetisch Z.B. Dünger Biomasse Stahlherstellung

12 Agenda Vorstellung ENERTRAG AG Künftiges integriertes Energiesystem Power-to-X: Status Quo 12

13 Gedankenexperiment mit realen Daten Aufgabe: Konstanter Wasserstoffbedarf i.h.v t/a soll durch Elektrolyse gedeckt werden Randbedingungen: Der verwendete Strom soll zu 70% oder mehr erneuerbar sein (EE-Zubau) Lösungsoptionen: 1 Elektrische Insel 2 Netzgebundener Betrieb Fragen: Welche Lösung liefert den besseren Business Case? Welche Lösung liefert die volkswirtschaftlich geringeren Kosten?

14 Rechtliche Rahmenbedingungen Befreiung von EEG-Umlage und Letztverbraucherabgaben A) Insellösung nach 61a Nr. 2 EEG 2017 EEG-Umlage und andere Letztverbraucherabgaben entfallen, wenn: sich die Projektgesellschaft selbst versorgt das Vorhaben weder unmittelbar noch mittelbar am öffentl. Netz angeschlossen ist und somit kein Strom ins öffentl. Netz fließt Der Elektrolyseur wird mit möglichst vielen Volllaststunden betrieben, Spitzen können für PtX- Vorhaben genutzt werden B) Voll-EE-Versorgung nach 61a Nr. 3 EEG 2017 EEG-Umlage und Letztverbraucherabgaben entfallen, wenn: das Vorhaben sich selbst vollständig mit Strom aus erneuerbaren Energien (EE) versorgt kein Strom von Dritten bezogen wird über den Netzanschluss also kein Strombezug erfolgt Überschussstrom ins öffentl. Netz ohne EEG-Förderung zum Marktpreis gehandelt wird Nutzung von EinsMan-Energie: derzeit nicht ohne Sonderlösung möglich 14

15 Insellösung 1 Stromerzeugung: Elektrische Insel Wasserstofferzeugung: Elektrolyseure Wasserstoffverbrauch: Konstante Grundlast Solar PV: 10 MW 50 /MWh Konstanter Wasserstoffbedarf: t/a (ca. 114 kg/h) Wind: 10 MW 42 /MWh Elektrolyseure: 7,0 MW (ca. 130 kg/h) Batterie und Insel-Steuerung: 7 MW / 3,5 MWh Gasmotoren: 7 MW 100 /MWh (CAPEX+FOM+Kraftstoff) 15

16 Netzgebundener Betrieb 2 Stromerzeugung: Netzgebunden Wasserstofferzeugung: Elektrolyseure Wasserstoffverbrauch: Konstante Grundlast Solar PV: 10 MW 50 /MWh Konstanter Wasserstoffbedarf: t/a (ca. 114 kg/h) Wind: 10 MW 42 /MWh Elektrolyseure: 7,0 MW (ca. 130 kg/h) Öffentliches Netz Einkauf von: 50 /MWh Verkauf an: 30 /MWh 16

17 H 2 -Kosten Insellösung 1 25% des Wind- und Solarstroms werden abgeregelt 70% Erneuerbarer H 2 /kg 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 1,6 Wind-Strom 0,5 Solar PV-Strom 1,6 Engpass-Strom 0,8 Insel-Lösung (Batterie / Steuerung) 1,3 Elektrolyseure 5,8 0,1 H2-Speicher Gestehungskosten und Kompressor Wasserstoff 10 MW 10 MW 7 MW 7 MW / 3,5 MWh 7 MW 38,7 GWh/a 9,7 GWh/a 16,5 GWh/a 52,8 GWh/a t/a 17

18 H 2 -Kosten netzgebundener Betrieb 2 6,0 5,5 5,0 4,5 4,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 /kg 25% des Wind- & Solarstroms werden zurückgespeist ins Netz 1,6 Wind-Strom 0,5 Solar PV-Strom 0,4 Verkauf Überschuss- Strom 0,8 0,2 Engpass-Strom Netzanschluss 1,3 Elektrolyseure 70% Erneuerbarer H 2 0,1 5,8 4,1 H2-Speicher Gestehungskosten und Wasserstoff Kompressor 10 MW 10 MW Max 12 MW Max 6 MW 7 MW 38,7 GWh/a 9,7 GWh/a 12,1 GWh/a 16,5 GWh/a 52,8 GWh/a t/a 18

19 H 2 -Kosten: 2,6-fach durch Umlagen 2 11 /kg 25% des Wind- & Solarstroms werden zurückgespeist ins Netz 70% Erneuerbarer H 2 x 2,6 10, , , ,6 0,5 0,4 0,8 0,2 1,3 0,1 4,1 1 0 Wind-Strom Solar PV- Strom Verkauf Überschuss- Strom Netzentgelte Engpass- Strom Elektrolyseure H2-Speicher und Kompressor Netzanschluss Gestehungskosten Wasserstoff EEG-Umlage Gesamtkosten Wasserstoff 10 MW 10 MW Max 12 MW Max 6 MW 7 MW 38,7 GWh/a 9,7 GWh/a 12,1 GWh/a 16,5 GWh/a 52,8 GWh/a t/a 19

20 Was ist zu tun? Problematik: Die Lösung mit den höheren volkswirtschaftlichen Kosten liefert den besseren Business Case regulatorisches Rahmenwerk nicht synchronisiert mit technisch-physikalischer Realität Vorschläge: jetzt Energiemarkt für Sektorenkopplung gestalten Keine Einstufung Power-to-X als Letztverbraucher, d.h. Befreiung von herkömmlichen Netznutzungsentgelten, von EEG-Umlage, Stromsteuer etc. Lastflussabhängige Netzentgelte einführen (ggf. negativ bei systemdienlichem Lastfluss) Deutlich höhere Grenzen für H 2 -Einspeisung ins Gasnetz (derzeit 2 %) EinsMan und zuschaltbare Lasten harmonisieren bei marktdienlicher Verteilung der Zusatzerlöse

21 Gemeinsam eine Energie voraus! Vielen Dank für die Aufmerksamkeit! Fragen? Simon Hagedorn Leiter Finanzen / M&A Simon.Hagedorn@enertrag.com 21